REVISTA PRENSA ENERGETICA OCTUBRE 2013

prensa Año 10 • Número 4 • Octubre de 2013 • Ciudad de Buenos Aires, Argentina.

TODO EL OFF THE RE-

RECURSOS NO CONVENCIONALES

EN ARGENTINA

¿CORTINA DE HUMO O REALIDAD IRREFUTABLE?

Presente y futuro de los recursos no convencionales en Argentina y en la región.

La problemática ambiental, el riesgo del que pocos hablan.

EDICION ESPECIAL AOG 2013

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EDITORIAL

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El presupuesto,

por cada peso de gasto

Un informe de CIPPEC muestra cómo gastará el Gobierno cada peso recaudado en 2014. Aumentará el gasto en vivienda y urbanismo, y en seguridad interior. Los servicios económicos aparecen subestimados, y lo mismo ocurre con la partida que incluye los subsidios a la energía.

La mayor parte del presupuesto 2014 está destinado a la función seguridad social, que asciende 380.000 millones de pesos, y representa el 44% del gasto total, según indica un informe publicado hoy por CIPPEC. De ese presupuesto, el 85% corresponde a la Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES), que destina el 83% de sus partidas para las prestaciones de la seguridad social, y el17% restante para otros gastos, como los que genera la asistencia al Programa Conectar Igualdad y PRO. CRE.AR Bicentenario, entre otros.

Por su parte, en materia de servicios sociales la prioridad estará en la infraestructura. El sector vivienda y urbanismo aumenta su presupuesto en un 127% respecto a 2013, aunque el presupuesto vigente muestra que ya durante este año se había duplicado mediante diversas modificaciones presupuestarias. “La función agua y alcantarillado aumentará un 30%, variación que se reduce a menos de la mitad si se tiene en cuenta que el presupuesto vigente en 2013 ya aumentó casi un 17%”, indicó Walter Agosto, investigador principal de CIPPEC. El rubro de servicios económicos aparece, según el informe de CIPPEC, subestimado. La variación entre los presupuestos 2013 y 2014 sobrepasa el 50%. Sin embargo, este gasto aumentó en 2013 más de un 40% respecto a lo presupuestado.

Por otro lado, es llamativa la variación de energía, combustible y minería, que casi alcanza el 84%. “La variación resultará escasa, dado que en 2013 la misma partida ya aumentó casi un 80% con respecto a lo presupuestado en 2012”, indicó Agosto, y explicó que esta función incluye gran parte de los subsidios a la energía.

En materia de seguridad y defensa, el presupuesto registra un significativo incremento para seguridad interior (43% respecto del gasto presupuestado para 2013) y para inteligencia (30% con respecto a 2013).

Por su parte, los rubros control de la gestión pública e información y estadísticas básicas varían más moderadamente que en años anteriores. El aumento será del 24% en el primer caso y del 13% en el segundo, lo cual representa una disminución real del presupuesto teniendo en cuenta los niveles esperados de inflación. Por otro lado, en el rubro administración gubernamental, las relaciones exteriores verifican una suba del 42% respecto del presupuesto 2013.

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sumario 8-40 NOTA DE TAPA: Estado de situación y prospectiva

SHALE OIL Y SHALE GAS EN ARGENTINA

// 08-27 Documento elaborado por la Fundación Bariloche // 28-29 El Shale en boca de todos, Balance FIH // 30-32 AOG 2013: Una Exposición para recordar // 34-36 Cuanto Shale necesita Argentina para dejar de importar // Por Jorge Ferioli // // 38-40 Vicente Serra: “Se están consumiendo reservas que no alcanza a ser repuesta en su totalidad

//

42-44 ENTREVISTA

Frank Donnely: “Un sistema energético debe ser confiable,

accesible y sustentable”

//

46-48 LA INVERSION DEL MES

Exxon y Shell estudian fuertes inversiones en Vaca Muerta Total lanza el desarrollo del yacimiento offshore Vega PLeyade en Tierra del Fuego PAE perforará 38 pozos tight gas en Neuquén YPF invierte U$S 2600 millones en Mendoza

// 47 CAPACITACION Agostina Cabello: “Nos diferenciamos por nuestra seriedad profesional, vocación docente y efectivo alcance de resultados”.

// 50-51 TRIBUNA ABIERTA “No queremos creencias del tipo esto no va a suceder así que no lo tendré en cuenta” // Por Marcelo Rodríguez, presidente de RiskGroup Argentina //

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// prensa

54 IMAGEN Y ESTRATEGIA

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NOTA DE TAPA

DOCUMENTO ELABORADO POR LA FUNDACION BARILOCHE

Shale Oil y Shale Gas

en Argentina

Estado de situación

y prospectiva

Por Nicolás Di Sbroiavacca (*)

El presente documento, pretende sistematizar y analizar la información más reciente sobre recursos y reservas y además presentar escenarios exploratorios prospectivos de elaboración propia, donde se analiza la oferta y la demanda de petróleo y gas, con el objetivo de obtener finalmente algunas conclusiones, planteando por último una posible hoja de ruta. // RECURSOS Y RESERVAS Se podría decir que en Argentina, a partir de junio de 2010, queda oficialmente inaugurada la etapa de los hidrocarburos no convencionales, a partir de la perforación realizada por la empresa YPF-Repsol, del primer pozo de shale en Loma La Lata. Cabe destacar que el conocimiento acerca de la existencia de este recurso data de las décadas de los `60 y los `70, cuando YPF estatal descubre los yacimientos de Puesto Hernández y Loma La Lata y perfora las formaciones de Vaca Muerta y los Molles (ricas en hidrocarburos no convencionales). En ese entonces ni los precios de los hidrocarburos, ni la tecnología permitía su extracción.

A consecuencia de la declinación de

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prensa

las reservas de petróleo y gas en Estados Unidos observada en las últimas décadas, se pusieron en marcha en dicho país desde los ´80, una serie de proyectos orientados a diseñar y desarrollar una técnica viable desde lo económico y tecnológico, que permitiera la extracción de hidrocarburos del shale. Como resultado de este proceso, en el año 1997 se realiza la primera fractura hidráulica que combina la técnica del fracking (inyección de agua a presión, arenas y aditivos) junto con la realización de pozos horizontales, dando así formalmente inicio a la era del shale en el mundo. Desde el año 2005, con la entrada en producción en etapa comercial del primer yacimiento de no convencionales, denominado Barnett

Shale en Texas, comienza el desarrollo del shale en Estados Unidos.

En línea con este nuevo escenario, en abril de 2011, la Agencia de Información Energética de los Estados Unidos (Energy Information Administration - EIA), publica una evaluación preliminar de los recursos de shale gas en regiones fuera de Estados Unidos (donde se incluye información para Argentina). En dicho informe se postula que la Argentina poseería unos 774Tcf de recursos no convencional de gas natural técnicamente recuperables.

Este informe fue posteriormente actualizado y en junio de 2013 la EIA publicó un nuevo documento donde se estiman los recursos hidrocarburíferos no convencionales, pero en esta oportu-

nidad cubriendo 41 países, proveyendo información de recursos para el gas natural y el petróleo.

En este nuevo informe, la EIA señala que Argentina poseería 802 Tcf de recursos no probados técnicamente recuperables de gas natural (equivalentes a 21.654 miles de millones de m3) y 27.000 millones de barriles de petróleo (equivalente a 4.293 millones de m3).

Esto representaría respectivamente 67 y 11 veces las reservas probadas actuales de hidrocarburos convencionales (estimadas en 323 miles de millones de m3 de gas natural y 394 millones de m3 de petróleo a diciembre de 2011, dato de la Secretaría de Energía).

En base a la información provista en dicho informe, a continuación se detallan los recursos para cada una de las cuencas analizadas, de acuerdo a la EIA:

los Recursos no probados técnicamente recuperables (estimados con un factor de recuperación del 21%), se ubicarían en: 130 TCF (3.510 miles de millones de m3), equivalente a 11 veces las reservas probadas actuales de gas del país).

Cuenca Paraná-Chaco (se considera sólo la parte correspondiente a la Argentina): Recursos de Gas in-situ con ajuste por riesgo (formación Ponta Grossa): 16 TCF (440 miles de millones de m3).

De este valor los Recursos no probados técnicamente recuperables (obtenidos a partir de un factor de recuperación del 20%), daría un total de: 3,2 TCF (86,4 miles de millones de m3), equivalente a 0,3 veces las reservas probadas actuales de gas del país.

// SHALE GAS

Recursos no probados técnicamente recuperables de shale Gas con tasa de recuperación del 6,5% Cuenca Neuquina: 2.184 TCF (58.968

Cuenca Neuquina: Recursos de Gas in-situ con ajuste por riesgo (formaciones Los Molles y Vaca Muerta): 2.184 TCF (93.083 miles de millones de m3).

De este valor los Recursos no probados técnicamente recuperables (los que en el informe de la EIA fueron estimados utilizando un factor de recuperación del 27%), se ubicarían en el orden de: 583 TCF (15.741 miles de millones de m3), equivalente a 49 veces las reservas probadas actuales de gas del país). De ese total el 53% corresponde a Vaca Muerta (8.308 miles de millones de m3).

Cuenca San Jorge: Recursos de Gas in-situ con ajuste por riesgo (formaciones Aguada Bandera y Pozo D-129): 438 TCF (11.831 miles de millones de m3). De este valor los Recursos no probados técnicamente recuperables (estimados con un factor de recuperación del 20%), darían un total de: 86 TCF (2.322 miles de millones de m3), equivalente a 7,2 veces las reservas probadas actuales de gas del país).

Cuenca Austral Magallanes (se considera sólo la parte correspondiente a Argentina): Recursos de Gas in-situ con ajuste por riesgo (formaciones Inoceramus y Magnas Verdes): 606 TCF (16.348 miles de millones de m3). De este valor

TOTAL PAÍS:

Recursos de shale Gas in-situ con ajuste por riesgo

miles de millones de m3) Cuenca San Jorge: 438 TCF (11.831 miles de millones de m3) Cuenca Austral Magallanes: 606 TCF (16.348 miles de millones de m3) Cuenca Paraná-Chaco: 16 TCF (440 miles de millones de m3) Gran Total: 3.244 TCF (87.587 miles de millones de m3)

Recursos no probados técnicamente recuperables de shale Gas Cuenca Neuquina: 583 TCF (15.741 miles de millones de m3) (72,6%) Cuenca San Jorge: 86 TCF (2.322 miles de millones de m3) (11%) Cuenca Austral Magallanes: 130 TCF (3.510 miles de millones de m3) (16%) Cuenca Paraná-Chaco: 3,2 TCF (86,4 miles de millones de m3) (0,4%) Gran Total: 802 TCF (21.659 miles de millones de m3) Tal como se observa, en caso de Argentina, se utilizó un factor de recuperación del orden del 25%, con lo cual los Recursos no probados técnicamente recuperables de shale gas serían equivalentes

a 67 veces las reservas probadas actuales de gas convencional que posee el país.

Ahora bien, según la literatura más reciente donde se evalúan casos concretos desarrollados en Estados Unidos, (recordemos que el boom de esta actividad en dicho país se dio durante el período 2005-2008 en yacimientos como: Barnett, Marcellus, Haynesville, Fayeteville e Eagle Ford; el cual es comparado con Vaca Muerta en lo que respecta al comportamiento de la producción de petróleo), se señala que las tasas de recuperación observadas en el caso del shale gas se ubican en promedio en el 6.5%, con un rango que va del 4.7% al 10 %.

Considerando entonces este nuevo factor de recuperación medio, se calcularon los valores de recursos de shale gas técnicamente recuperables que podrían ser extraídos del subsuelo:

Cuenca Neuquina: 142 TCF (3.833 miles de millones de m3) Cuenca San Jorge: 29 TCF (769 miles de millones de m3) Cuenca Austral Magallanes: 39 TCF (1.064 miles de millones de m3) Cuenca Paraná-Chaco: 1 TCF (28 miles de millones de m3) Gran Total: 211 TCF (5.694 miles de millones de m3) En base a esta tasa de recuperación, los valores de los recursos no probados técnicamente recuperables de shale gas, equivalen a 18 veces las reservas probadas actuales de gas del país.

Como puede apreciarse, con estas nuevas tasas de recuperación una de las formaciones que más se vería afectada es Vaca Muerta, ya que al pasar de un factor de recuperación del 27% (aplicado por la EIA), al 6,5%, los recursos recuperables de shale gas de esa formación se reducen a 3.833 miles de millones de m3, equivalente a 12 veces las reservas probadas actuales de gas del país, en lugar de 49 veces (con el factor de recupeprensa

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NOTA DE TAPA ración propuesto por la EIA).

Si se comparan los recursos no probados técnicamente recuperables de shale gas, obtenidos con un factor de recuperación del 6,5%, con los recursos de gas natural convencional que quedarían en el país aún por descubrir de acuerdo al USGS, (cuyo valor asciende a 1.217 miles millones de m3), se observa que la relación entre dichos valores es sólo 4,6 veces.

A partir de estos cálculos se puede extraer una primera conclusión. Si bien la magnitud de los recursos no probados que estarían en el subsuelo de shale gas, parecen ser de una magnitud sensiblemente mayor a las reservas probadas de gas que actualmente posee el país, el grado de incertidumbre que presentan variables tan importantes como el factor de éxito y el factor de recuperación (entre otras), podrían poner en juego la afirmación que hoy se encuentra instalada a nivel de la opinión pública que plantea que la magnitud del shale gas sería tal, que permitiría que Argentina se convirtiera en una súper potencia gasífera. En realidad, este camino del shale en nuestro país recién comienza, estamos al inicio de la curva de aprendizaje.

Mayores inversiones en esta área permitirán adquirir información propia sobre el comportamiento de las tasas recuperación, niveles de producción inicial de los pozos, las tasas de declinación de los pozos, los impactos ambientales y su mitigación, así como las máximas reservas que se podrían extraer de los mismos.

Todo esto posibilitará mejorar la calidad de la información de estas estimaciones ya que se podrán determinar en base a parámetros locales los potenciales volúmenes recuperables de hidrocarburos.

Si bien en el ámbito petrolero hay una máxima que establece que las reales reservas de un yacimiento se conocen en el momento que éste es abandonado (porque ya se le extrajo todo lo posible), la adquisición de mayor información permite disminuir el grado de incertidumbre de dichas estimaciones y orientar así mejor las estrategias de gerenciamiento del recurso (bajar costos, mejorar la técnica de explotación, reducir los potenciales impactos ambientales, crear condiciones económicas que hagan

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rentable su extracción, etc.).

Llevar adelante este proceso puede requerir entre 5 y 10 años, y a partir de la perforación de nuevos pozos y de la interpretación de dicha información, se podrán extraer conclusiones robustas sobre la factibilidad técnica, económica y ambiental de este tipo de emprendimientos. Con relación a este último aspecto, el análisis de temas tales como el uso del agua junto al manejo del agua de retorno del fracking y del agua de producción, la huella de carbono, la huella de agua, aspectos socioeconómicos, el análisis del EROI de los no convencionales, etc., permitirá brindar elementos para el desarrollo de estudios integrales de impacto ambiental sitio específicos, que deberían llevarse a cabo previamente a la explotación de los no convencionales, para determinar si conviene o no el uso de esa tecnología de extracción.

En conclusión, y dado el riesgo que conllevaría seguir un único camino en búsqueda de la recuperación del autobastecimiento gasífero (vía el shale por ejemplo), no sería recomendable abandonar la exploración de recursos convencionales, pues aún queda un importante potencial, dado que se habrían extraído desde que se descubrió el gas en Argentina hasta la fecha, sólo el 57% de los recursos últimos, faltando aun por detectar y extraer 1.217 miles millones de m3 de las cinco cuencas actualmente en explotación, equivalente a 3,8 veces las reservas probadas actuales. Si este esfuerzo exploratorio se realiza además en zonas de alto riesgo (como la Cuenca Marina Argentina o las aguas profundas de la Cuenca del Salado), la perspectiva podría ser aún mejor.

La estrategia sería entonces diversificar el riesgo poniendo en marcha tres procesos que se deberían dar en paralelo: poner en marcha el shale – la exploración del recurso convencional remanente en cuencas conocidas – y la exploración en nuevas cuencas. Esto permitiría transitar un sendero más conservador, pues si el país se embarca sólo en el shale y si este luego no resulta ser viable para su explotación comercial, el país no sólo habrá perdido recursos, sino que además verá retrasado en el tiempo su

objetivo de alcanzar nuevamente el autoabastecimiento gasífero, con el consabido impacto que esto genera en la economía en general.

A fin de aportar más datos a este análisis, se presenta a continuación el estudio evaluatorio sobre la formación Vaca Muerta, desarrollado por la empresa Ryder Scott, a pedido de la empresa Repsol y publicado a inicios del 2012.

Cabe destacar que de los 30.000 km2 que abarca Vaca Muerta, dicha empresa analizó información geológica de una superficie 8.071 km2 (equivalente al 27% del total). Del total de la superficie analizada, el estudio concluye que un 77% del área contendría petróleo y el resto se distribuye en Gas seco y Húmedo.

En el siguiente cuadro se aprecian los principales resultados del estudio (cuadro1) Aquí se observa que a nivel de Reservas 3P de shale oil, YPF contaría con unos 81 millones de barriles (equivalentes a 13 millones de m3, o sea el 3.3% de las reservas probadas de petróleo del país). Cabe destacar que el concepto Reservas 3P, se refiere a aquellas reservas que han sido descubiertas, pero sólo las probadas se encuentran en condiciones de ser extraídas, teniendo en cuenta las actuales condiciones económicas y de certidumbre geológica.

En el caso del petróleo las reservas 3P, representan el 1,2% del total de los recursos recuperables estimados por Ryder Scott para dicha superficie de Vaca Muerta. El total del recurso recuperable surge de la suma de Reservas 3P, más recursos Contingentes (éstas son concentraciones de hidrocarburos que se hayan descubiertas, pero las condiciones actuales de mercado o la falta de infraestructura para su extracción no permite incluirlos como reservas), más los recursos Prospectivos (que son aquellos que aún no se han descubierto, pero las condiciones geológicas detectadas, permiten inferir su existencia).

Se aprecia entonces que para el petróleo, el 1.2% son reservas 3P, el 16% son recursos Contingentes y el 82.8% son recursos Prospectivos. En consecuencia, mucho queda por hacer en este caso para conocer con mayor precisión el recurso disponible, los porcentajes de

Cuadro 1. Recursos y reservas de la formación Vaca Muerta

Gross (100%)

Neto YPF

Petróleo (Mbbl)

Condensado (Mbbl)

Gas (Mbep)

Recursos Prospectivos

5.732

396

15.038

Recursos Contingentes

1.115

0

Reservas 3P

81

0

35

Posibles

33

0

15

Probables

25

0

Probadas

23

0

Total (Mbep) Petróleo (Mbbl)

Condensado (Mbbl)

Gas (Mbep)

Total (Mbep)

21.167

3.966

224

8.161

12.351

1.525

883

0

330

1.213

116

81

0

35

116

48

33

0

15

48

11

35

25

0

11

35

10

33

23

0

10

33

Fuente: Ryder Scott - 1 bep = 5,615 miles de pies cúbicos de gas recuperación y las tasas de extracción, entre otros aspectos.

En el caso del gas natural, las reservas 3P alcanzan el 0.2%, los recursos Contingentes el 9.8% y los recursos Prospectivos el 90%. En este caso la incertidumbre sobre este recurso es mayor.

Se aprecia por lo tanto, que buena parte de los recursos del shale deben aún descubrirse, lo que implica que hace falta

un importante esfuerzo exploratorio y una el informe de la EIA fueron estimados fuerte vocación de propensión al riesgo. utilizando un factor de recuperación del 6%), se ubicarían en el orden de: 19.880 // SHALE OIL millones de bbl (3.160 millones de m3), Cuenca Neuquina: Recursos de Oil in- equivalente a 8 veces las reservas probasitu con ajuste por riesgo (formaciones das actuales de petróleo del país). De ese Los Molles y Vaca Muerta): 331.000 mi- total el 80% corresponde a Vaca Muerta llones de bbl (52.623 millones de m3). (2.528 millones de m3).

De este valor los Recursos no probados Cuenca San Jorge: Recursos de Oil técnicamente recuperables (los que en in-situ con ajuste por riesgo (formación

prensa

11

NOTA DE TAPA Pozo D-129): 16.700 millones de bbl (2.655 millones de m3). De este valor los Recursos no probados técnicamente recuperables (estimados con un factor de recuperación del 3%), darían un total de: 500 millones de bbl (79 millones de m3), equivalente a 0,2 veces las reservas probadas actuales de petróleo del país).

Cuenca Austral Magallanes (se considera sólo la parte correspondiente a Argentina): Recursos de Oil in-situ con ajuste por riesgo (formaciones Inoceramus y Magnas Verdes): 131.200 millones de bbl (20.858 millones de m3). De este valor los Recursos no probados técnicamente recuperables (estimados con un factor de recuperación del 5%), se ubicarían en: 6.560 millones de bbl (1.043 millones de m3), equivalente a 2,7 veces las reservas probadas actuales de petróleo del país).

Cuenca Paraná-Chaco (se considera sólo la parte correspondiente a la Argentina): Recursos de Gas in-situ con ajuste por riesgo (formación Ponta Grossa): 300 millones de bbl (48 millones de m3).

De este valor los Recursos no probados técnicamente recuperables (obtenidos a partir de un factor de recuperación del 3%), daría un total de: 10 millones de bbl (1.6 millones de m3), equivalente a 0,004 veces las reservas probadas actua-

les de petróleo del país.

TOTAL PAÍS:

Recursos de shale Oil in-situ con ajuste por riesgo Cuenca Neuquina: 331.000 millones de bbl (52.623 millones de m3) Cuenca San Jorge: 16.700 millones de bbl (2.655 millones de m3) Cuenca Austral Magallanes: 131.200 millones de bbl (20.858 millones de m3) Cuenca Paraná-Chaco: 300 millones de bbl (48 millones de m3) Gran Total: 479.200 millones de bbl (76.184 miles de millones de m3)

Recursos no probados técnicamente recuperables de shale Oil Cuenca Neuquina: 19.880 millones de bbl (3.160 millones de m3) (73,7%) Cuenca San Jorge: 500 millones de bbl (79 millones de m3) (1,8%) Cuenca Austral Magallanes: 6.560 millones de bbl (1.043 millones de m3) (24,3%) Cuenca Paraná-Chaco: 10 millones de bbl (1.6 millones de m3) (0,04%) Gran Total: 26.950 millones de bbl (4.285 miles de millones de m3)

Tal como se observa en el informe de la EIA para el caso de Argentina, se utilizó en el caso del petróleo un factor de recuperación del orden del 5,6%, con lo cual los Recursos no probados técnicamente recuperables de shale oil serían equivalentes a 11 veces las reservas probadas actuales de petróleo convencional que posee el país.

Considerando los recursos últimos de petróleo convencional estimados por el USGS, quedarían por descubrirse en el país 350 millones de m3 en las 5 cuencas productivas. Esto significa que la relación entre los recursos no probados técnicamente recuperables de petróleo no convencional supera en 12 veces los recursos de petróleo convencional.

Al igual que lo planteado en el caso del gas natural, diversificar la estrategia de exploración en busca de petróleo no convencional y convencional (en cuencas conocidas y en cuencas promisorias), sería la estrategia a seguir.

Finalmente, se han llevado a una unidad común (m3 de petróleo equivalente) las estimaciones de reservas y recursos gasíferos y petroleros convencionales y no convencionales hasta aquí presentados, en base a la información publicada por el EIA y el USGS (cuadro 2).

Cuadro 2. Reservas y Recursos de Petróleo y Gas Natural (en millones m3 equivalente de petróleo)

Petróleo Petróleo Convencional No Convencional Reservas Probadas

393

Reservas Probables, Posibles y Recursos Potenciales

350

Total (millones m3 eq.petroleo)

743

4,285 4,285

Sub-Total

Gas Nat. Gas Nat. No Convencional Convencional

393

323

4,635

1.217

5,028

1,540

Sub-Total

Total

323

716

21,659

22,876

27,511

21,659

23,199

28,227

Fuente: N. Di Sbroiavacca, elaborado en base a EIA, USGS y Secretaría de Energía Argentina

A partir del cuadro anterior se aprecia la gran potencialidad en términos de gas natural que posee el país, dado que el 82% de las reservas y recursos potenciales se refieren a este hidrocarburo. Por otra parte, el 92% de las reservas y recursos serían no convencionales. Asimismo, 12

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las reservas probadas representan sólo el 2,5% del total, reflejando el gran desafío que tiene por delante Argentina, si pretende en un futuro cercano convertir esos recursos en reservas. Esto se logrará a partir de importantes inversiones en exploración y desarrollo, de la imple-

mentación de una política petrolera que acompañe dicho proceso y que por su parte la naturaleza confirme las estimaciones de recursos efectuadas.

Por último, y a modo de resumen cabe destacar que hasta la fecha en Argentina se han descubierto 6 yacimien-

     

Puerta a Puerta Fletes Marítimos Fletes Aéreos Cargas Proyecto Transporte Terrestre Operaciones de Depósito

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NOTA DE TAPA tos de shale: 3 en la cuenca del Golfo San Jorge (Cañadon Yatel, Los Perales y Lomas del Cuy). Con el 100% de participación de YPF, tratándose básicamente de un yacimiento de shale oil.

3 en Vaca Muerta dentro de la Cuenca Neuquina (Orejano, Loma del Molle, Loma La Lata/Loma Campana):

• Loma del Molle (45% YPF, 45% ExxonMobil y 10% G&P). Contiene shale oil y shale gas.

• Orejano (50% YPF y 50% Dow). De aquí se producirá principalmente shale gas.

• Loma La Lata y Loma Campana (YPF 50% y 50% Chevron). Descubierto en 2010.

Se encuentra en la ventana de shale oil.

// SOBRE LA PRODUCCIÓN

Tal como fuera antes expuesto, la producción del shale en Argentina lleva tan sólo 3 años (comenzando su explotación en el año 2010). Es por ello que con tan corta historia productiva, poco aún se conoce sobre la perfomance que tendrán los pozos, sus EUR , las tasas de recuperación y las tasas de declinación, entre otros aspectos centrales vinculados a la ingeniería de reservorios y de producción.

Hasta finales del 2012 se habían perforado en el país 72 pozos no convencionales, de ellos 67 pozos en Vaca Muerta (Cuenca Neuquina), con la siguiente secuencia: en 2010 se realizaron 2 pozos, en 2011 se efectuaron 32 pozos y en 2012 unos 33 pozos. Hasta finales de 2012, YPF llevaba perforados 49 pozos en el shale de Vaca Muerta. Para el 2013 se tiene previsto perforar unos 130 pozos.

En cuanto a la distribución de los pozos reportados por las 8 empresas que operan en Vaca Muerta (hacia finales de 2012), unos 59 pozos (88%) tuvieron como objetivo la producción de petróleo y 8 pozos resultaron ser gasíferos (12%).

Como se observa el objetivo de perforación de no convencionales ha seguido hasta ahora un criterio principalmente de búsqueda de petróleo. Por su parte, la mayor parte de los pozos han sido verticales (tan sólo 10 de los 67 pozos realizados en Vaca Muerta han sido pozos

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horizontales, o sea el 15%).

Dadas las características descriptas en el punto referido a reservas y recursos, donde observamos que en Argentina habría una mayor cantidad de recursos no convencionales gasíferos, y considerando además el desabastecimiento actual de este recurso a nivel nacional, debería implementarse una política hidrocarburífera que propicie la búsqueda y puesta en producción del gas natural. Una revisión de los precios en boca de pozo de este recurso, podría generar una señal en ese sentido.

A pesar de esta corta historia productiva, se han publicado recientemente diversos artículos basados en las experiencias del desarrollo de los yacimientos neuquinos (principalmente en las formaciones Vaca Muerta y los Molles), cuyas conclusiones permiten tener una primera aproximación del panorama productivo de los no convencionales (principalmente en el tema del petróleo).

En ese sentido, se observa que varios

artículos coinciden en el rango de EUR que podrían contener los pozos productivos de petróleo no convencional de Vaca Muerta. Estos se encuentran entre un mínimo de 15.600 m3 en 25 años (para pozos verticales) hasta un máximo de 130.000 m3 en 25 años (para pozos horizontales). Los valores medios de los EUR de los pozos verticales fueron estimados en 28.000 m3 en 25 años, y el de un pozo horizontal en 62.000 m3 en 25 años, lo que implica una relación entre los volúmenes potencialmente extraíbles de dicha formación del orden de 2,2 veces (esto significa que de la misma formación el EUR de un pozo horizontal es el doble que el EUR de un pozo vertical). De acuerdo a otros estudios el rango del EUR en Vaca Muerta iría entre un máximo de 115.000 m3 en 25 años, con una media de 17.800 m3 y una mediana (50% de los casos) de 12.600 m3.

Otro elemento central que surge de estos primeros análisis, se refiere a

la tasa de declinación de los pozos de petróleo. El perfil productivo de estos pozos sigue al inicio de su vida útil una trayectoria hiperbólica, la que deriva en una exponencial al alcanzar un valor de declinación mínimo. Este valor se estaría alcanzado entre el año 9 y 10 de su entrada en producción. Esto implica que hasta ese momento la declinación es del orden del 40 al 45% anual, ubicándose luego en el 6% al año. Estas altas tasas de declinación en los primeros años de producción, coinciden con las observadas en Estados Unidos (40% por año en el caso del petróleo y entre 29 y 52% en el caso del gas natural ).

A fin de estimar estos valores de EUR y las tasas de declinación, los autores han realizado una serie de hipótesis vinculadas a varios de los parámetros que se utilizan para su cálculo, basados en literatura y en la experiencia empírica de los datos de campos, se han realizado dichas estimaciones. Es por ello que resulta muy importante seguir adquiriendo experiencia a partir del desarrollo y el análisis de la producción de estos primeros pozos, dado que esto permitirá obtener parámetros locales que sirvan para estimar el EUR y las tasa de declinación. Esto posibilitará establecer con mayor precisión la viabilidad económica de explotar dicho recurso y a partir de las lecciones aprendidas orientarse hacia las mejores técnicas productivas requeridas que permitan la factibilidad de la extracción de los no convencionales.

Con relación al gas natural no se han encontrado publicaciones nacionales que den estimaciones de la productivi-

dad esperada de este tipo de pozo, estimando que esto se debe al escaso impulso que ha tenido hasta el momento la explotación del gas no convencional.

// POSIBLES ESCENARIOS DE OFERTA Y DEMANDA

En cuanto al escenario de demanda de petróleo, se ha planteado la incorporación de una serie de refinerías a lo largo del período, a fin de acompañar con producción local la demanda creciente de derivados de petróleo. Es por ello que para simular el crecimiento de la demanda de petróleo, ésta ha sido representada a partir de una función escalón, la cual refleja la puesta en marcha de las refinerías propuestas a lo largo del período. Partiendo de una capacidad de refinación de 32 millones de m3 de petróleo al año para el 2012, se llega a una capacidad de destilación de 62 millones de m3 al 2050.

En lo que se refiere a la demanda de gas natural, ésta evolucionará a una tasa del 2,4% a lo largo del período, lo que implica pasar de un consumo de gas de 135 millones de m3/día para el 2012 a 347 millones de m3/día en el 2050. El crecimiento proyectado para el PBI en el período 2013-2050 es del 3,0% a.a..

Desde el punto de vista de la oferta de hidrocarburos, se han considerado tres escenarios exploratorios: uno de mínima (denominado Escenario Chevron), donde se plantea que sólo este proyecto, vinculado a la extracción de petróleo no convencionales, se pone en marcha en el país de aquí al 2050 (produciendo un promedio de 3,8 millones de m3 de pe-

tróleo no convencional por año), un Escenario Conservador, que plantea la entrada en producción de diversos proyectos de no convencionales pero en este caso acumulando a lo largo de los próximos 35 años la extracción de 440 millones de m3 de petróleo no convencional (equivalente al 10% de los recursos no probados técnicamente recuperables de petróleo no convencional , con una producción media anual de este recurso de 12,5 millones de m3), mientras que en el caso del gas natural la producción acumulada del período alcanza sólo el 8% de los recursos no probados técnicamente recuperables de gas no convencional, y por último un Escenario de Autoabastecimiento, donde se determina el esfuerzo en términos de pozos que se debería realizar en dicho período para alcanzar el autoabastecimiento en gas y petróleo.

En todos los escenarios se plantea la extracción durante dicho período de las reservas probadas de hidrocarburos convencionales (citadas en el cuadro 2), considerando una declinación de la producción de petróleo y gas convencional (en base a las tasas observadas en los últimos años), las que se ubican en el 6% por año en el caso del petróleo y del 2,5% por año en el caso del gas natural.

Por su parte, no se consideró el ingreso a la categoría de reservas probadas de los conceptos: reservas probables, posibles y recursos potenciales (que figuran en el cuadro 2), a los efectos de reflejar el aporte al abastecimiento futuro que tendrían los no convencionales, bajo la hipótesis que todo el esfuerzo de inversiones en exploración y desarrollo se

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concentre sólo en el shale.

// ESCENARIO CHEVRON

Para representar este caso, se ha considerado la información de prensa que ha difundido recientemente la empresa YPF, en la que proyecta los volúmenes de petróleo a extraer de Vaca Muerta durante el período 20152050.

Durante dicho período se extraerán 124 millones de m3. Este proyecto se considera el primero en Argentina vinculado con la explotación del shale, en el que se pasa de una zona que

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se encontraba en una etapa de concepto a piloto, siendo uno de los principales “Sweet spots ” del país.

En el siguiente gráfico se aprecia que el aporte de este proyecto a la oferta de petróleo será marginal. Si bien permitirá reducir el déficit de petróleo que se observa entre los años 2014 y 2017. Se concluye que bajo las hipótesis de este escenario el país presentará una creciente brecha entre oferta y demanda, y por lo tanto el aporte del proyecto Chevron está más bien orientado a mejorar la calidad y cantidad de información que se pueda

adquirir a lo largo de la explotación de este recurso, más que a reducir el déficit de abastecimiento. El déficit acumulado de petróleo se ubica en 1.400 millones de m3.

A pesar del bajo impacto que este proyecto tendrá sobre la producción total de petróleo, el esfuerzo en términos de inversiones y costos operativos para lograr este incremento es importante. El mismo fue estimado por la empresa YPF en 25.000 millones de U$S y se deberán realizar 1.562 pozos, lo que implica una inversión media por pozo de 16 millones de U$S

(donde se incluyen CAPEX y OPEX..

En base a la producción acumulada de petróleo que se plantea extraer a partir de este proyecto (124 millones de m3), se estima un EUR de 80.000 m3 por pozo. Este valor es un 30% superior al valor medio observado en pozos horizontales en Vaca Muerta (ver punto: sobre la producción, en este documento). Esto implica un cierto optimismo por parte de la empresa en cuanto al EUR de la formación o una alta proporción de pozos horizontales sobre el total de pozos propuestos, ya que estos poseen casi el doble de EUR que uno vertical.

Esta prueba piloto que implica el proyecto Chevron, no sólo brindará más experiencia al operador del área, sino que de ser exitosa, podría dar una señal positiva a otras inversiones e inversionistas para lanzarse a la búsqueda y extracción del shale.

También demuestra el gran desafío que tiene por delante Argentina, en

término del volumen de inversiones requeridas, en el caso de pretender recuperar el autoabastecimiento a partir de la puesta en producción del shale (tal como se verá más adelante en este documento).

// ESCENARIO CONSERVADOR

En este caso se plantea realizar unos 25.000 pozos de shale oil y shale gas entre los años 2013 y 2050 (casi 700 pozos en promedio por año a lo largo del período). La inversión estimada para llevar a cabo este escenario ronda los 250.000 millones de U$S (equivalente a 6.800 millones de U$S por año).

El EUR que hemos utilizado para cada pozo de petróleo asciende a 42.000 m3 (un 50% por encima de la media de un pozo vertical y un 35% por debajo de la media de un pozo horizontal), por lo tanto para llegar a este valor de EUR se plantea un peso de los

pozos horizontales y sobre los verticales un poco mayor del que se viene desarrollando en estos momentos en Vaca Muerta. Por su parte, la producción inicial por pozo y el perfil de producción de los pozos de petróleo, se calculó considerando los parámetros medios para la tasa de declinación propuesta en los artículos antes señalados y teniendo en cuenta una declinación mixta (hiperbólica y exponencial). En el caso del shale gas el EUR utilizado fue de 124 millones de m3 (similar al de áreas como las de Haynesville, Estados Unidos). Bajo éstas hipótesis fue elaborado un modelo que permitió estimar la evolución de la producción.

Se puede observar que con la entrada en producción de esta cantidad de pozos propuestas en el escenario, no se logra alcanzar el autoabastecimiento petrolero durante el período. Si bien la brecha entre oferta y demanda es menor a partir del 2018 (comparando con el escenario Chevron), el país no

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NOTA DE TAPA estaría en condiciones de recuperar el autoabastecimiento, a pesar del esfuerzo económico que este escenario plantea. El déficit acumulado de petróleo se ubica en 1.100 millones de m3.

Cabe destacar que bajo la categoría de reservas probables, posibles y recursos potenciales, según el USGS, quedarían en Argentina 350 millones de m3 de petróleo. Si se invirtiera a lo largo del período en la búsqueda y puesta en producción de estos recursos convencionales, el déficit se podría reducir a 750 millones de m3. Se concluye entonces que para reducir aún más dicho desbalance, se requeriría entonces de la entrada en producción de una mayor proporción de los recursos no convencionales y/o la exploración/desarrollo de hidrocarburos en otras cuencas aún no productivas.

En el caso del gas natural, sucede algo similar, pues si bien se incrementa la producción de gas natural, ésta no alcanza a cubrir las necesidades locales, por lo tanto Argentina continuaría siendo un país importador de este recurso (en el 2050 importaría el 20 % de sus requerimientos).

Se aprecia sin embargo que en términos de gas natural este escenario es más beneficioso que para el caso del petróleo, no obstante no se satisfacen por completo los requerimientos crecientes de este energético con gas nacional. El déficit acumulado de gas natural en este escenario asciende a 540.000 millones de m3. En tal sentido, cabe destacar que bajo la categoría de reservas probables, posibles y recursos potenciales, según el USGS, quedarían en Argentina 1.200.000 millones de m3 de gas natural (Ver cuadro 2).

Si se invirtiera en la búsqueda y puesta en producción de estos recursos, se eliminaría dicho déficit.

Se concluye que dentro del escenario conservador, en el caso del gas natural el país se encontraría en mejores condiciones para abastecer la creciente demanda, mientras que en el caso del petróleo, a pesar de incorporar los convencionales, el déficit se mantendría, salvo que se invierta en exploración en nuevas cuencas y se tenga éxito con di-

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chas inversiones.

Cuadro 3. Oferta y Demanda de Petróleo. Escenario Autoabastecimiento. (en m3)

// ESCENARIO DE AUTOABASTECIMIENTO

En este escenario el planteo fue inverso, dado que se puso como objetivo alcanzar el autoabastecimiento y con el modelo elaborado se determinó el número de pozos requeridos.

En base a ello, la inversión requerida para logar un aumento sostenido de la producción de gas y petróleo rondaría los 600.000 millones U$S y unos 57.000 pozos de shale oil y shale gas.

Esto equivale a 1.500 pozos por año.

En el caso del petróleo se logra mantener el autoabastecimiento, extrayendo una producción acumulada de shale oil de 1.700 millones de m3 (equivalente al 40% de los Recursos no probados técnicamente recuperables de petróleo no convencional).

(Ver cuadro 3) Por su parte en el caso del gas natural, se podría también sostener el autoabastecimiento durante todo el período. Esto implica una producción acumulada entre el 2013 y el 2050 de 2.600 miles de millones de m3, equivalente al 12% de los Recursos no probados técnicamente recuperables de gas no convencional. Sin embargo, se aprecia que

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Fuente: Ryder Scott - 1 bep = 5,615 miles de pies cúbicos de gas

inversión promedio anual de 16.000 millones de U$S (este monto es similar a la erogación que Argentina deberá realizar en el año 2013 para comprar el faltante de combustibles en el exterior, principalmente gas natural), valor que triplica la inversión en el upstream argentino registrada en los Se concluye entonces que para últimos dos años (en 2011 se invirtielogar este escenario se requería una ron 5.200 millones de U$S y en 2012

durante el período 2013-2021 habría un faltante acumulado de gas natural del orden de los 110.000 millones de m3 (equivalente a 33 millones de m3/día).

Esto se debe al período de maduración que requiere la industria para poner en producción los yacimientos de shale.

(Ver cuadro 4)

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Cuadro 4 Oferta y Demanda de Gas Natural. Escenario Autoabastecimiento. (en miles m3)

unos 4.500 millones de U$S, con los que se perforaron alrededor de 1.000 pozos por año). Sin lugar a dudas, la concreción de este escenario plantea un gran desafío no sólo por las inversiones requeridas, sino además por los requerimientos de equipos de perforación, de arenas para las fracturas, de los equipos para realizar el fracking, del manejo del recurso hídrico asociado a la explotación de este recurso, del control de los impactos ambientales, de los recursos humanos requeridos y de desarrollo de una legislación que acompañe y propicie todo este proceso.

// POSIBLE HOJA DE RUTA

Fuente: N. Di Sbroiavacca, elaboración propia

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En base a la información presentada a lo largo de este documento fue analizada la situación de los re-

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NOTA DE TAPA cursos y reservas de hidrocarburos no convencionales, los posibles perfiles de producción y fueron además explorados diversos escenarios prospectivos de oferta y demanda.

Una conclusión central que surge de este análisis, es que el desarrollo de los no convencionales es factible, pero para ello se requiere de más información basada en datos locales, lo que permitirá brindar mejores y más confiables estimaciones acerca de volúmenes de hidrocarburos recuperables, la productividad inicial de los pozos, las tasas de extracción y declinación, las producciones de agua de pozo, los posibles impactos ambientales, permitiendo así generar un mayor conocimiento sobre el manejo de este recurso, y a partir de ello adaptar y/o diseñar mar-

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cos regulatorios y de promoción que propicien el desarrollo del shale.

Alcanzar este objetivo, requiere de un plazo no menor de 5 a 10 años, con un final abierto hasta no tener resultados concretos y tangibles de la explotación de los no convencionales. Por lo tanto, diversificar la ampliación de la oferta de hidrocarburos es uno de los caminos a seguir. Para ello, el Estado a través de su empresa nacional YPF, no sólo debe incursionar en el shale, sino que además debería ser punta de lanza en la exploración de las cuencas conocidas y de las demás cuencas que aún no están en producción. Debería además implementar mejoras productivas tendientes a incrementar la tasa de recuperación de los pozos actualmente en producción, reactivar la explotación secundaria y

terciaria (de donde provendrían buena parte de los recursos convencionales aún no explotados) e incursionar en la exploración/explotación de hidrocarburos en el exterior a fin de aprovisionar con petróleo o gas producido fuera del país los faltantes de oferta.

Estas medidas a implementar por el lado de la oferta, permitirían morigerar el impacto sobre la balanza de pagos de aquí al 2020, año en el que se recuperaría el autoabastecimiento, tanto en gas como en petróleo, si se siguiera dicho escenario. No obstante, para llegar a lograrlo y mantenerlo, se deberían invertir de aquí al 2030 unos 200.000 millones de dólares durante dicho período (140.000 millones de dólares en el caso del petróleo

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NOTA DE TAPA y 60.000 millones de dólares en el caso del gas natural).

Es por ello que además de estas medidas, deberían implementarse otras, desde el punto de vista de la demanda. En ese sentido, el Estado debería tener una actitud proactiva en el campo de la eficiencia energética (poniendo en marcha en forma masiva y sostenida en el tiempo, programas como el PRONURE o iniciativas concretas orientadas a disminuir los consumos específicos del sector transporte o promoviendo el uso de medios de transporte masivo o impulsando el uso del ferrocarril en el transporte de cargas). En todos estos casos se deberían establecer metas e indicadores de perfomance). Debería además promoverse la sustitución energética, tanto en la demanda final de energía (a través de la penetración de renovables en usos calóricos, por ejemplo) como en la oferta, (con una mayor participación de la hidroenergía, la energía nuclear y de las renovables) y creando conciencia en la ciudadanía sobre la importancia de la energía, creando campañas y planes que fomenten el uso racional.

Todas estas medidas posibilitarían disminuir la presión sobre la demanda de hidrocarburos y además ampliar la oferta. Argentina debería convertir esta debilidad que hoy se presenta desde el punto de vista del abastecimiento hidrocarburífero, en una fortaleza, sentándose a definir y diseñar una política energética que permita superar la situación actual y generando las bases para construir una matriz energética diversificada y sustentable. (*) Es Profesor Titular del Instituto de Economía Energética de la Fundación Bariloche. Graduado en Ingeniería en Petróleo, y posee dos Maestrías en Economía de la Energía y del Medio Ambiente (ENI-Italia). Además realizó una especialización de posgrado en Petroleum Management organizado por el NPD en Noruega. Es Profesor en economía de los hidrocarburos y prospectiva energética. Actualmente desempeña el cargo de Vicepresidente de Fundación Bariloche.

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El Shale en boca de todos Desde la nacionalización de YPF, en la agenda energética, hoy fijada por el gobierno, se habla de un solo tema: el potencial de los recursos no convencionales en Argentina. Aunque los problemas estructurales de la industria siguen latentes ya nadie quiere hablar de algunas cuestiones como: la falta de inversión en yacimientos convencionales; el déficit en la balanza comercial energética; las restricciones en la importación de equipos, la ausencia de integración energética regional, la falta de capacidad ociosa en el negocio de refinación y casi nadie se acuerda ya de los programas sobre responsabilidad social empresaria que fueron furor tras la crisis económica y política de 2001.

D

e hecho, el último Foro de la Industria de los Hidrocarburos, organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) que se realizó en paralelo con la IX Exposición “Argentina Oil & Gas (AOG 2013)” del 7 al 10 de octubre de 2013 en La Rural, tuvo como lema: “Recursos No Convencionales: un nuevo horizonte energético. Fue el tema excluyente de las conferencias y mesas redondas.

El panorama se presenta al menos promisorio aunque por ahora abundan las dudas y la falta de previsibilidad. Está claro que el país tiene una excelente oportunidad de incrementar su producción hidrocarburífera, a través del desarrollo de los yacimientos no convencionales, como el caso de Vaca Muerta en la cuenca neuquina, donde para 2018 hay promesas de inversión por casi U$S 10.000 millones.

Es innegable que el shale representa el nuevo paradigma en materia de recursos energéticos para la Argentina que tiene la posibilidad de equilibrar su balanza energética para los próximos 8 años y alcanzar la autosuficiencia petrolera.

Sólo se habían perforado en Argentina dos pozos de shale, un año después la cifra se elevó a nueve, en 2011 llegó a 48, en 2012 a

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69 y este año se prevé cerrar con 133 pozos.

// MÁS CAUTELA QUE CERTEZAS “Podemos decir que los resultados no han sido del todo satisfactorios. Esta poca experiencia, la falta de tecnología de las compañías de servicios en la Argentina y los altos costos operativos en la inversión harán muy difícil la rentabilidad de estos proyectos”, sostuvo durante su presentación, Alejandro Bulgheroni, presidente de Bridas.

El empresario destacó que “hay que mejorar la productividad de este tipo de yacimientos”. Y señaló la necesidad de alcanzar costos comparativos con el mundo.

“Para avanzar en una explotación masiva se precisa de más operadores para elevar

la inversión, así como también que las compañías compartan información de las tareas realizadas hasta ahora”, sostuvo.

El ejecutivo remarcó que el país necesita “regulaciones eficientes a nivel nacional y provincial, capacitación y alianzas entre empresas e intercambio de información”.

En cuanto al desarrollo de Vaca Muerta precisó: “Desde 2010, en que se empezó a perforar con el objetivo de Vaca Muerta, en la cuenca neuquina se han perforado más de 90 pozos. La información es escasa y no se comparte abiertamente entre los distintos operadores.

Tenemos que pensar la explotación de Vaca Muerta como un proyecto minero más que petrolero. Debemos traer equipos de perforación y de fractura hidráu-

lica de última generación. Tenemos dos desafíos: lograr la mayor productividad posible durante el tiempo que se perfore y hacer que esa producción tenga costos comparativos con los de otras partes del mundo. Lo que hacemos al fracturar es generar un reservorio donde no lo había; muchos piensan que se pasa rápido de la abundancia de los recursos a la abundancia de la producción, pero eso no sucede automáticamente y cuando no se entiende así se generan conflictos”.

el millón de BTU, más las resoluciones de la Comisión de Planificación de Inversiones Hidrocarburíferas, diseñaron un camino que da mayor previsibilidad y permitieron cerrar acuerdos con las petroleras que manejan el 80% del mercado de gas.

En el acto de apertura, Miguel Galuccio, CEO y Presidente de YPF aportó datos sobre productividad y aseguró que la petrolera ya logró bajar de U$S 11 millones a U$S 7,5 millones el costo de un pozo con fractura hidráulica.

// MENSAJE OPTIMISTA DE CAMERON

// IMPULSO ECONÓMICO

El propio Secretario de Energía de la Nación, Daniel Cameron, aseguró que en 2015 comenzaremos a revertir la curva de importación de gas. “En 2017 la balanza comercial estará equilibrada y a fines de 2021 estaremos en condiciones de lograr el autoabastecimiento”, señaló.

El funcionario sostuvo que los incentivos que implementó el Gobierno al otorgar un nuevo precio de gas de 7,5 dólares

En lo que fue la última conferencia magistral, el director general de Tenaris, Javier Martínez Alvarez, manifestó que esperan un fuerte crecimiento del shale en el país y están comprometidos con su desarrollo como proveedores de insumos de la industria petrolera. “Estamos en camino de concretar una alianza estratégica con YPF para acompañarlos en el enorme desafío del shale”, sostuvo.

El ejecutivo detalló que en 2009 sólo

se habían perforado en Argentina dos pozos de shale, un año después la cifra se elevó a nueve, en 2011 llegó a 48, en 2012 a 69 y este año se prevé cerrar con 133 pozos, cerca del diez por ciento del total de los que se perforan por año en el país.

“La Argentina tenía entre 80 y 85 equipos de perforación y en el último año el número creció a 106”, aseguró Martínez Alvarez. Además, destacó que el tiempo de perforación promedio se redujo un 20 por ciento con respecto a 2012.

“El país tiene la necesidad económica de impulsar este desarrollo porque los recursos petroleros convencionales, la energía nuclear, la hídrica y otras fuentes alternativas no alcanzan para cubrir el déficit actual y las necesidades que demanda el crecimiento. Para reforzar su argumento, citó el caso de Estados Unidos que modificó su paradigma energético, a tal punto que apuesta a convertirse en exportador neto de gas y el recurso energético a precios competitivos está fortaleciendo su entramado industrial”, concluyó. ///

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Una Exposición

para recordar

Más de 22.000 personas visitaron la feria más importante de la industria del petróleo y del gas en Argentina que se llevó a cabo del 7 al 10 de octubre pasado en La Rural.

Si bien se trató de una muestra más modesta en comparación con otras ediciones, en líneas generales la exposición fue una de las mejores organizadas por la empresa Uniline y el IAPG. También se destacó el nivel de las conferencias y mesas redondas del Foro de la Industria de los Hidrocarburos. Un evento, por demás muy atractivo, que esta vez tuvo brillo propio. Aquí va una muestra de algunos de los stands que representaron la muestra:

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Cuánto shale necesita Argentina para reemplazar la importación de GNL

Por Jorge Ferioli, presidente del CACME.

Para los próximos 17 años la cantidad de pozos que se necesitan perforar en yacimientos no convencionales es del orden de los 7.500 pozos, 166 equipos de perforación, y 67 sets de fractura, con un promedio de 1000 pozos por año. El total de la inversión rondaría los 76.000 millones de dólares. Así lo plantea el Lic. Jorge Ferioli, Presidente del CACME, durante su exposición sobre “Desarrollo necesario del Shale Gas para Reemplazar la Importación de GNL 2013 -2030”,a mediados de este año en un evento organizado por la UIA. Aquí publicamos los conceptos más relevantes.

// CARACTERÍSTICAS DEL “SHALE” Las Shales, hoy pueden definirse como la frontera de los hidrocarburos.

Una vez más Argentina ha sido agraciada por la naturaleza, por ser uno de los países que cuenta con los mayores recursos.

La característica de la roca generadora (GNoC) es que es una arcilla y no es una arenisca. La muestra de la arcilla (shale) tiene entre un 5 hasta un 10% de porosidad, lo que no tiene es permea34

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bilidad. El problema es que mientras en la arenisca encontramos una permeabilidad de 40 a 80 mili Darcy, en la arcilla la permeabilidad es entre 1.000 a 1 millón de veces menor que en la arenisca, o sea prácticamente no existe ningún tipo de movilidad. Para lograr la movilidad en la arcilla, se debe recurrir a la fractura hidráulica, de este modo se genera una permeabilidad artificial, es por ello que este tipo de pozo tiene ramales horizontales en los que se realiza la fractura.

Lo primero que surge es que se deben realizar muchos intentos para encontrar una trampa ocupada por hidrocarburos.

Para obtener un resultado exitoso se tienen que hacer 6 perforaciones aproximadamente. Mientras que la roca madre se distribuya uniformemente por toda la cuenca, hace suponer que siempre que se perfore el pozo va a ser productivo.

Esto no es así, por cuanto la distribución del petróleo y del gas no es uniforme en toda la roca generadora (arcilla

– shale) sino que se encuentra concentrado en los denominados sweet spots.

En Argentina existen espesores de 300 o más metros, por ello Vaca Muerta se vuelve tan interesante. Este tipo de lutita o arcilla, si es quebradiza mejor puesto que si es elástica al retirarse el agua vuelve a cerrarse. Es por ello que el agua se inyecta con el llamado material de sostén al efecto de mantener abierta la fisura al retirarse el agua.

Ante la consulta: ¿A que se deben los cambios realizados? Se responde que la empresa encargada del estudio hizo en el año 2011 el ranking de países con este tipo de hidrocarburos. Al año siguiente el DOE fue modificando los valores para USA. En un año redujo un 40% los Recursos Shale gas, o sea pasó de 827 Tcf a un poco mas de 400 Tcf. Actualmente figura con 1.160 Tcf. Esto demuestra que se están dando los primeros pasos y que

los ajustes son muy gruesos.

// EL CASO ARGENTINO Lo importante para el caso argentino, es que el 70% de estos recursos están en la cuenca Neuquina. En los ajustes realizados se destaca el de la cuenca Chaco Paranaense que bajó de 164 Tcf a 3 Tcf. Allí se perforaron 45 pozos sin encontrar la roca madre.

A continuación se pasa a analizar la situación actual de producción y reservas de hidrocarburos en Argentina.

En el caso del petróleo hubo un incremento de la producción significativo hasta el año 2000/2002 en donde comienza a declinar. En el primer trimestre del 2013 la declinación es del 4% respecto al mismo trimestre del año 2012.

En cuanto a las reservas/producción

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NOTA DE TAPA

(R/P) se muestra que han venido declinando de manera permanente.

El tema es que desde el año 1980 al 2011 se han reducido en un 30%, si bien todavía no están las cifras finales se supone que el año 2012 se habrán repuesto el 50% de las reservas consumidas. Lo que es un tema serio.

También preocupa el hecho de que no se prevé el descubrimiento de algún yacimiento significativo. Se muestra una distribución probabilística de la incorporación de diferentes volúmenes. Tomando uno de los yacimientos más importantes, tenemos 1% de posibilidades.

De acuerdo a las estadísticas, la probabilidad de tener 30% de éxito es casi el doble al habitual si encontramos un yacimiento de 5–6 millones de barriles frente a los 200 millones de barriles año que consumimos, es poca, estamos en problemas.

Pasando al tema del gas, se ha comenzado con reservas muy altas. El aumento del consumo obedece a dos causas, una es el crecimiento del país, la otra es la política de precios que motivó un consumo excesivo. Hasta el año 2.005 se exportaba. A partir de allí comienza una declinación de la producción significativa. En ese sentido la situación del gas es más compleja que con el petróleo. En el año 1980 teníamos 32 años de reservas, hoy tenemos 8 años.

Vale decir cayeron 74%. La producción cubría la demanda y daba margen para la exportación, luego esta situación se revierte y se hace necesario incorporar el gas importado para cubrir nuestra demanda.

Un yacimiento como Loma de la Lata hoy tiene también un 1% de probabilidad de ser descubierto. Para encontrar un yacimiento de 50 BCF la probabilidad es del 30%. Nuestro consumo anual es de 1.500 BCF. Vamos de 0.70 us$/MBTU para la mayor parte del sector residencial, pasando por 11 tipos diferentes hasta que terminar con 24 us$/MBTU para el Gas Oil importado.

GNL al año 2030.

Para ello se tomó un pozo tipo de 2.000 metros de profundidad, y 1.000 mts. horizontal. La terminación se realiza con 10 fracturas. En Estados Unidos hacen entre 15 y 20. Hay casos excepcionales de 40/45. El procedimiento es el siguiente: Producción inicial 200.000 MCD, una declinación del 85% y la acumulada en 30 años es 1,6 Bcf / pozo. El costo de este pozo; tramo vertical: 2 MM US$, tramo horizontal (1.000 mts), 1 MM US$, cada fractura 800.000 US$, con lo que el costo del pozo exploratorio tendría un costo de

Shale Gas vs. Importación de GNL Si no se hace el proyecto y fuese necesario reemplazarlo por GNL, sería necesario disponer de US$ 175.000 MM, adicionales a los US$ 76.000 MM. O sea los escenarios son dos; el mejor es aquel en donde se lleva adelante el proyecto con un gasto público del orden de US$ 76.000 MM, una inversión privada de US$ 68.000 MM,El peor escenario es el que debamos gastar US$ 251.000 MM. El primer escenario tiene la ventaja de la creación de miles de puestos de trabajo, fabricación de todo tipo de equipamiento, regalías e impuestos, etc., en tanto que el peor significa la importación de 480 barcos metaneros / año o sea 1,3 barcos / día para hacer frente a los 111 MMD que vamos a precisar.

El desafío más grande por delante, es recrear las condiciones para que este escenario ocurra. Con el decreto 1277, tres funcionarios regulan toda la actividad petrolera en nuestro país. El punto es que, hasta antes de su creación había una gran cantidad de empresas que estaban interesadas en la compra de yacimientos, o en asociarse, situación que se enfrió luego del mencionado decreto. El inversor es muy sensible, sobre todo si se tienen períodos de repago tan elevados, por tal motivo se piensa que el mayor desafío del proyecto es crear las condiciones para la motivación para el inversor, la infraestructura existe, también la gente, el talento. La infraestructura petrolera esta muy desarrollada, lo ideal sería que todos contribuyesen para que este proyecto pueda materializarse.

US$

11 MM US$. Se supuso también que, una vez que este desarrollo comience a tener escala, se tendrá una disminución de costos del orden del 30%.

Respecto a la demanda de gas se ha considerado que crece al 2.5% anual acumulado. La producción de gas declina al 5% y se considera que durante el EL TIEMPO DEL SHALE El objetivo es dimensionar el esfuer- período no habrá un descubrimiento zo necesario para reemplazar todo el significativo que pueda alterar la curva

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de declinación.

El gas disponible para consumo es solamente el 75% del producido. La merma se produce por diversas causas; a veces se trata de yacimientos de petróleo y gas asociado, en donde el gas debe ser reinyectado por no tener gasoductos cercanos, por uso propio para generar energía, otras se ventea, por eso hay esa merma del 25% que no se considera disponible para el consumo.

La exportación no tiene saldos disponibles. La importación de Bolivia se considera que se incrementa hasta 22

MMCD, hoy tenemos 14 MMCD, limitación impuesta por las facilidades de transporte, por los acuerdos que tenemos y la prioridad que tiene Brasil para comprar el gas Boliviano.

Se supone que la producción de shale gas comienza el año próximo con 1 MMCD, termina el período produciendo 111 MMCD (valor parecido a la producción actual de GC).

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NOTA DE TAPA

“Se están consumiendo reservas que no alcanzan a ser repuestas en su totalidad” Por el Ing. Vicente Serra Marchese, consultor independiente, Director de Intelligence Solutions.

Una cosa son los Recursos y otra explotarlos. YPF afronta y aporta los mayores esfuerzos, tiene la mayoría de los pozos perforados (60 sobre un total de 100), en general con fines exploratorios. El costo de un pozo en la Argentina para el shale cuesta entre US$8 y US$10 millones, esto es tres o cuatro veces más que el costo de un pozo convencional

Y

PF ya no computa el yacimiento Vaca Muerta y las reservas cayeron 10%. La petrolera estatal descontó el reservorio del megayacimiento neuquino, porque el proyecto “aún no es viable” desde lo económico.

Por eso, el índice de reemplazo de reservas sufrió una fuerte caída entre 2011 y 2012. La conclusión es preocupante: se están consumiendo reservas que no alcanzan a ser repuestas en su totalidad.

Según Fuentes del El Cronista, un informe interno de YPF marca que el índice de reemplazo de reservas registró un fuerte descenso entre 2011 y 2012,

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con una caída cercana al 10%. Además, la tendencia para lo que va de 2013 sigue a la baja. Mientras que en 2011 las reservas totalizaron los 1.543 millones de barriles equivalentes en petróleo, mientras que 2012 cerró con 1.395 millones, es decir que el índice de reemplazo pasó en esos años del 112% al 86%. Se están consumiendo reservas que no alcanzan a ser repuestas en su totalidad.

Un reciente informe de la U.S. Energy Information Administration (la Administración de Información Energética de los EE.UU.), revela que la Argentina es la segunda potencia mundial en cantidad de reservas de shale gas (o gas de esquisto) y la cuarta en shale oil (petróleo de

esquisto), en una evaluación que abarcó un total de 41 países. Su explotación resulta viable, mucho más frente a la crisis energética que atraviesa el país, pero se calcula que demandaría una inversión de US$37.000 millones en los próximos 5 años, es decir, una cifra equivalente al total de las reservas del Banco Central.

Los acuerdos con las otras petroleras, no llegan porque las condiciones actuales del país no ofrecen garantías para semejantes desembolsos; no se pueden girar dividendos, la expropiación de YPF, las tarifas de gas, los decretos de fijación de precios como el N° 1277 por parte del Gobierno, etc.

Si bien en la petrolera estatal asegu-

Líder en tecnología Con el mundo en constante crecimiento, aumenta la demanda de energía necesaria para satisfacer a más gente, vehículos, hogares e industrias.

En ExxonMobil asumimos estos desafíos, invirtiendo mil millones de dólares anualmente en investigación para desarrollar las soluciones y tecnologías avanzadas que se requieren para afrontar las crecientes demandas energéticas mundiales.

En América Latina, aplicaremos toda nuestra experiencia mundial en energía y nuestra tecnología de avanzada para explorar recursos no convencionales de gas y petróleo de forma segura y eficiente. De esta manera impulsamos la generación de empleo y fortalecemos el crecimiento económico.

Ya sea, fomentando la investigación, suministrando novedosos productos petroleros o invirtiendo en las comunidades, en ExxonMobil estamos desarrollando más que petróleo y gas; estamos contribuyendo con el progreso.

Más detalles sobre nuestro trabajo en exxonmobil.com

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NOTA DE TAPA

ran que allí abajo hay 117 trillones de pies cúbicos de gas y 40.000 millones de barriles de petróleo, “lo que significa multiplicar por 10 las actuales reservas del país”.

Cosa que esta por verse dado que por ahora es una evaluación estimativa del recurso potencial. No bien es menos cierto que por tratarse de una explotación en la cual la mayoría de los potenciales socios con YP, tienen escasos antecedentes en Fraking y estos buscan participar de la renta.

En realidad, informalmente los acuerdos son para el desarrollo del knowhow, es decir usar la plataforma argentina para experimentar a los efectos de vislumbrar donde están los limites medioambientales para no transgredir dichos límites en otros países donde son extremadamente rigurosos con el cuidado de medio ambiente. Hay al menos dos terremotos pequeños vinculados a fracking de valor relevante y varios cientos en el rango de 2.2 a 3.8 (Richter) que es bajo pero no irrelevante, el mayor uno de 4.0 en Ohio durante el 2011.

Una cosa son los Recursos y otra explotarlos. YPF afronta y aporta los mayores esfuerzos, tiene la mayoría de los pozos perforados (60 sobre un total de 100), en general con fines exploratorios. El resto son principalmente de Shell, Exxon, Chevron, Pan American, Apache, Gas Medanito, la francesa Total Austral y PlusPetrol.

La explotacion de shale-gas y de Oil-Gas es mucho más costosa que la tradicional.

El costo de un pozo en la Argentina para el shale cuesta entre US$8 y US$10 millones, esto es tres o cuatro veces más que el costo de un pozo convencional.

Los factores de recuperación globales para un yacimiento no convencional se sitúan en el entorno del 20-30% del gas o petróleo original in situ, frente a un 75% en un yacimiento convencional. El año pasado, se puso en marcha el primer pozo de shale gas en la zona, el Orejano X2,que resulto absolutamente insuficiente. Los resultados son muy marginales, los pozos producen poco y no repagan las inversiones y se desconfía por entonces sobre los volúmenes de la formación de Vaca Muerta y acerca de su viabilidad económica. Repasamos sobre recursos y reservas. El primer término alude a la 40

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existencia probable del hidrocarburo; el segundo, en cambio, es su viabilidad, es decir su explotación es rentable. Para dimensionar la envergadura de un proyecto no convencional de gran escala, vale el ejemplo de Pioneer, que en Estados Unidos invirtió en tres años más de u$s 2.300 millones para perforar 220 pozos en horizontes no convencionales. Y hoy produce 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/día) de shale gas y más de 200.000 barriles diarios de shale oil.

VACA MUERTA POR DENTRO • 70% OIL • 30% GAS Oil y Gas Asociado 14% • Gas Incremento esperado de la producción de Gas 32% • OIL Incremento esperado de la producción de OIL 26% • TOTAL incremento del Plan Producción Gas & OIL: Hasta el presente no ha sido posible obtener datos precisos de operación y mantenimiento de los pozos no convencionales para mantenerlo productivos.

// LOS NÚMEROS DEL “MAGO” GALUCCIO inversiones

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

U$S Oil & Gas

7.500.000.000 U$S

7.500.000.000 U$S

7.500.000.000 U$S

7.500.000.000 U$S

7.500.000.000 U$S

37.500.000.000 u$s

Total 5 años

Aplicación solo a GAS 35%

2.250.000.000 u$s

2.250.000.000 u$s

2.250.000.000 u$s

2.250.000.000 u$s

2.250.000.000 u$s

11.250.000.000 u$s

Produccion 2011 m3

Total 47.097.000.000 m3

47.097.000.000 m3

Incremento en m3

1.271.619.000 m3

1.271.619.000 m3

Total al final m3

48.368.619.000 m3

49.640.238.000 m3 50.911.857.000 m3 52.183.476.000 m3 53.455.095.000 m3

costo en m3

u$s/m3

2

1.271.619.000 m3

1.271.619.000 m3

u$s/MMBTU

1.271.619.000 m3

6.352.095.000 m3 53.455.095.000 m3

53,72147869

// EQUIVALENCIAS BARCOS Incremento en m3

1.271.019.000 m3

1.271.619.000 m3

1.271.619.000 m3

equiv. millones de BTU

41.882.689 MMBTU

41.882.689 MMBTU

41.882.689 MMBTU 41.882.689 MMBTU 41.882.689 MMBTU

1.271.619.000 m3

1.271.619.000 m3

18

18

3.350.615.143 u$s

16 u$s/MMBTU Barcos

Existen algunos factores que representan los parámetros más importantes en la evaluación de estos costos: 1- Relación gastos operacionales /ingre sos mensuales.

2- Vida útil del equipo.

3- Números de pozos en extracción artificial.

4- Vida del pozo.

Los ítems 1 y 2 dependen de la tecno-

18

18

18

logía que debe usarse respecto a las cantidades de agua y CO2 que deben inyectarse en el procesos y la presión de trabaja de los compresores. Todo ello es debido a la conformación geológica del área. El ítem 3 depende de la conformación geológica del área. El ítem 4 no hay todavía una experiencia sustentable estadísticamente, sin embargo las previsiones van de 8 a 15 años . Un precio estimado de costo ronda entre 3 y 10 u$s/MMBTU. ///

Pais

Convensional

Shale Gas

CBM

EE.UU

3-/

3-7

3-7

Europa

5-9

5-10

5-9

China

4-6

4-6

3-6

Rusia

<2,3-7

Qatar

<2

(1)

3-5

Estimación de costes de producción en cabeza de pozo de gas natural por tipos y áreas (Para el año 2010, US$/MBtu ). (1) El rango inferior corresponde a explotaciones en Siberia Oeste y Volga-Urales mientras que el superior se refiere a zonas en Siberia Este, Offshore y Ártico. “Jointas sociation survey on drillingcosts”

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ENTREVISTA

“UN SISTEMA ENERGÉTICO DEBE SER CONFIABLE, ACCESIBLE Y

SUSTENTABLE”

Frank Donnelly, VP Wärtsilä Power Plants para América

De visita por primera vez en Buenos Aires para conocer las instalaciones de Wärtsilä en el país, Frank Donnelly, vicepresidente de la unidad de negocio Power Plants para Americas de la multinacional finlandesa, aprovechó también para interiorizarse de la realidad energética argentina.

D

Donnelly destacó, que “un sistema energético debe ser fundamentalmente confiable, accesible y sustentable, esas son sus tres grandes fortalezas”. “De esas tres patas, la confiabilidad es la más importante”, agregó.

Una de las grandes tendencias mundiales, a su entender, tiene que ver con la masificación de los equipos electrónicos, como microondas, televisores con pantallas gigantes, aire acondicionados y lavarropas.

Su peso en la economía modificó también la curva de consumo energético.

“Se trata de equipamientos que forman parte de nuestra vida diaria, que provocan un aumento de la demanda de energía eléctrica. Son consumos cuya carga se dispara en algún momento de la jornada, temprano por la mañana o más tarde por la noche, generando nuevas necesidades en los sistemas energéticos”, explicó Donnelly. “Ya no se registra un sólo pico de consumo en el día, como sucedía en el pasado, sino que hay dos o hasta tres picos por día”, advirtió el directi-

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vo, con más de 20 años de trayectoria en la industria eléctrica y actual Presidente de la sucursal en Estados Unidos.

En la Argentina, por caso, la demanda de equipos de aire acondicionado puede representar, según estadísticas de Cammesa, hasta un 20% del total de la potencia del parque de generación. “Los sistemas energéticos se caracterizan ahora por su alta variabilidad. Existen distintos tipos de consumos residenciales y demandas industriales variables, de manera que la operación del despacho tiene nuevas necesidades”, afirmó Alberto Fernández, director para el Cono Sur de Wärtsilä Power Plants, quien recientemente asumió como Managing Director en Argentina.

Otro de los signos de época es la diversificación de la base de combustibles que alimentan las centrales de generación. La incorporación de parques eólicos y solares obligó a reestructurar el despacho de energía en Europa, precisó Donnelly. En tanto que Fernández agregó que en Latinoamérica, las centrales empezaron a quemar una combinación

de combustibles líquidos y gaseosos para cubrir el aumento del consumo.

La Argentina es un ejemplo de ese fenómeno. El parque termoeléctrico requiere en la actualidad grandes cantidades de gasoil y fuel oil para producir energía; en especial en invierno, cuando hay menos gas disponible por el mayor consumo residencial. La semana pasada, la demanda de los usuarios domiciliarios trepó hasta los 104 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de gas, según números del Enargas, el ente regulador. La cifra representó el 70% del total del gas transportado en el sistema, por lo que las plantas térmicas se vieron obligadas a generar prácticamente en su totalidad con combustibles líquidos.

“Eso deja de manifiesto cuán importante es la flexibilidad del sistema. Es decir, la capacidad de producir con diferentes combustibles sin perder eficiencia. Lo que sucede en la Argentina se observa también en otras partes del mundo”, señaló Donnelly. “Por eso, es clave contar con unidades capaces de quemar varios combustibles en forma

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ENTREVISTA personas comenta el potencial del gas natural. De hecho, el gas se encuentra en la agenda de todas las reuniones a las que asisto, ya sea en la forma de gas no convencional o de LNG. Y por cierto, la Argentina cuenta con un tremendo porcentaje de las reservas no convencionales de gas, así lo indican varios estudios internacionales.

De manera que el gas es una tendencia, dado que existe una preocupación de índole mundial acerca del cambio climático global y el efecto que está teniendo. La pregunta, sin embargo, sigue siendo cuál es el balance ideal de cada sistema eléctrico, cuál es la forma inteligente de generar energía. En Estados Unidos, por ejemplo, donde antes predominaba un sistema de generación basado en carbón, hoy eso está ¿QUÉ OPORTUNIDADES TIENE LA ARGEN- cambiando, en gran medida debido a las TINA PARA DESARROLLAR SU PARQUE DE preocupaciones relacionadas con el impacGENERACIÓN DE MANERA SUSTENTABLE? to del carbón en el medioambiente. Y en este punto nos preguntamos ¿es el gas la Sobre este punto, la mayoría de las respuesta?, creo que parte de la respuesta simultánea. La variable diferencial es cuán rápido puede reaccionar una tecnología cuando se mueve de un combustible a otro”, explicó el directivo.

Consolidada como uno de los grandes fabricantes de tecnologías para generación eléctrica del planeta, Wärtsilä se concentró en el desarrollo de motores “multifuel” capaces de utilizar una mayor variedad de combustibles (gas, gasoil, fuel oil, biocombustibles y aceites vegetales), arrancando y parando las veces que el sistema lo requiera sin impacto en su costo operativo , consumo y vida útil, en tanto que su ingeniería modular -que permite aumentar la potencia de la central incorporando durante la marcha unidades de alrededor de 20 Mw- evita la pérdida de eficiencia.

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se encuentra en las energías renovables, como la eólica, la solar y hasta la hidráulica aunque dependerá de cada caso en particular, lo más probable es que sea una combinación de todas las tecnologías en función de los requerimientos de cada país. Por ejemplo, las centrales de ciclo combinado que utilizan turbinas son muy interesantes si van a operar de forma ininterrumpida y estable, pero no lo son si tienen que estar maniobrando hacia arriba o abajo. Las renovables son interesantes pero algo debe cubrir la intermitencia porque ya sabemos que puede ocurrir que miles de megawatts pueden salirse del sistema de golpe. Entonces, toda fuente tiene su lugar por lo que el “smart system” del futuro deberá identificar cual es el espacio correcto para todas estas tecnologías. Pensamos que nuestra tecnología, que es flexible y con la capacidad de generar eficientemente es la que llena las brechas y optimiza verdaderamente al resto de los sistemas. ///

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LA INVERSION DEL MES

EXXON Y SHELL ESTUDIAN FUERTES INVERSIONES EN VACA MUERTA Para el año próximo se vislumbra el inicio del desarrollo intensivo de Vaca Muerta, tras la maduración de la etapa exploratoria que comenzó a consolidarse en 2009. A los anunciados proyectos de YPF con las norteamericanas Chevron y Dow y la empresa provincial Gas y Petróleo del Neuquén (G&P) con la alemana Wintershall se sumarán dos jugadores de peso mundial, como la gigante ExxonMobil y la angloholandesa Shell. “Para 2014 esperamos el desarrollo de varias áreas provinciales de G&P”, indicó una fuente de la Subsecretaría de Energía a La Mañana de Neuquén. Mencionó que Shell analiza iniciar la explotación intensiva del área Sierras Blancas, entre Añelo y San Patricio del Chañar, donde ya perforó dos pozos exploratorios con resultados alentadores en los ensayos. Ambos fueron descubridores de crudo liviano y gas asociado. A través de su subsidiaria O&G Developments, la compañía angloholandesa es operadora de la UTE Sierras Blancas (65%) junto con Medanito (25%) y G&P (10%). Shell proyectó una inversión de 150 millones de dólares para explorar esa área y Águila Mora, donde también es socia de Medanito. Además, tiene actividad en el sector Cruz de Lorena, que compró a Raiser, del empresario Raúl Monetta, en el que también tiene participación G&P. Las tres áreas son cercanas a Loma Campana, donde YPF tiene en marcha su piloto de shale oil con Chevron. Shell retornó al mercado de la exploración y producción en Argentina, atraída por Vaca Muerta, tras una década en la que se dedicó exclusivamente a los combustibles. Por su parte, Exxon estudia planes de desarrollo en las áreas Bajo del Choique y La Invernada, donde está asociada con la empresa provincial.

FUENTE: EL INVERSOR

35 16$ 35 16$ HQHUJHWLFD

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(1(5*(7,&$ (1(5*(7, $ (1(5*(7,&$ 46

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TOTAL LANZA EL DESARROLLO DEL YACIMIENTO OFFSHORE VEGA PLÉYADE EN TIERRA DEL FUEGO Total Austral, junto con sus socios Wintershall Energía y Pan American Energy, ha tomado la decisión de inversión para poner en marcha el desarrollo del yacimiento offshore de gas y condensados Vega Pléyade.

El yacimiento Vega Pléyade será producido a través de 3 pozos horizontales y aportará en un comienzo seis millones de metros cúbicos por día hasta llegar a un máximo de diez.

Su producción, junto con la de otros yacimientos operados por Total Austral en la zona, permitirá optimizar el abastecimiento de las plantas de tratamiento que ya se encuentran en operación allí y asegurar una producción diaria superior a 18 millones de metros cúbicos de gas natural.

Con motivo de este lanzamiento, Ladislas Paszkiewicz, Director de Total Exploración-Producción Américas, declaró: « En un contexto de crecimiento de la demanda de energía en Argentina, este nuevo desarrollo confirma el compromiso del Grupo a contribuir con el aprovisionamiento de gas del país a largo plazo. La puesta en producción del yacimiento de Vega Pléyade también contribuirá a alcanzar el objetivo de crecimiento de la producción del Grupo para el año 2017 ».

El yacimiento Vega Pléyade está emplazado frente a las costas de Tierra del Fuego, en la concesión Cuenca Marina Austral 1 (CMA-1), operada por Total Austral desde el año 1978. El yacimiento será desarrollado a través de una plataforma ubicada en una zona con una profundidad de agua de 50 metros y conectada a través de un gasoducto de 77 kilómetros a las instalaciones de tratamiento en la costa de Río Cullen y Cañadón Alfa, también operadas por Total Austral.

Adicionalmente, a partir de 2014 Total Austral prevé realizar una campaña de perforación offshore que tendrá un doble objetivo: reforzar el potencial de producción del yacimiento de Carina, en producción desde 2005, incorporando más de un millón de metros cúbicos por día, y realizar trabajos de apreciación sobre la concesión CMA-1.

El Consorcio CMA-1, en el que Total Austral actúa como Operador, con una participación del 37,5%, también integrado por Wintershall Energía (37,5%) y Pan American Energy (25%), opera desde su complejo productivo en Tierra del Fuego los yacimientos onshore Ara y Cañadón Alfa, como así también los yacimientos situados en el mar Hidra, Kaus, Argo, Carina y Aries.

FUENTE: EL INVERSOR

CAPACITACION

“NOS DIFERENCIAMOS POR NUESTRA SERIEDAD PROFESIONAL, VOCACIÓN DOCENTE, Y EFECTIVO ALCANCE DE RESULTADOS” Fundadora y directora de Camden Language Institute desde 2007, la licenciada y profesora, Agostina Cabello, es una gran emprendedora con una marcada vocación docente y con el convencimiento de que el aprendizaje del idioma y su uso eficiente tiene que darse de una manera completamente personalizada, con la incorporación de nuevas tecnologías y con la dinámica exacta que necesita cada persona.

“

Siempre tuve una vocación docente muy profunda que empecé a desarrollarla cuando estaba en la primaria. Recuerdo que jugaba a la maestra cada vez que podía. Luego en la secundaría tome clases de inglés y para ese entonces ya sabía que mi pasión era la docencia. Con mucha dedicación me gradué en el ISP “J.V. González”. Era mi sueño pertenecer a esa Institución tan prestigiosa y más aún fue graduarme. Finalmente obtuve mi licenciatura en Lengua Inglesa en la UADE, lo cual me dio una visión del idioma más inclinada a los negocios y parte técnica, traducción e interpretación”.

Así lo cuenta la Lic. Prof. Agostina Cabello, Directora de Camden Language Institute, una organización integrada por un equipo de profesionales altamente capacitados para la enseñanza de inglés.

Su sueño-explica- fue crear un instituto de inglés y así fue cómo surgió Camden Language, luego de haber adquirido muchísima experiencia formando parte de diferentes colegios, institutos de inglés y en la universidad.

“Siempre tuve en mente que quería crear un lugar donde se estudiara inglés de otra forma y poco a poco pude concretarlo. Además he tenido la posibilidad de capacitarme en el exterior, lo cual ha sido un aporte crucial en el desarrollo de un negocio y un disparador de nuevas visiones a cerca del idioma y de cómo aprenderlo”, agrega.

En Camden Language Institute han logrado una metodología de enseñanza variada y adaptada a las necesidades del alumno y/o grupo. Estos enfoques se basan en la nueva perspectiva pedagógica como lo es el “aprender a aprender” (aprender haciendo). El alumno como protagonista de su propio aprendizaje. Por ello se prioriza y potencia el desarrollo de competencias personales brindándole al alumno las herramientas necesarias para lograr un manejo eficaz del idioma.

“Nos diferenciamos por nuestra seriedad profesional, vocación docente, y efectivo alcance de resultados- subraya Cabello-.

Fundamentalmente nuestros alumnos tanto en el instituto como en las empresas encuentran una enseñanza a la altura de sus

necesidades. No nos vamos por las ramas ni tenemos planes de estudios interminables: nuestros docentes son muy cuidadosos en la aplicación y metodología que implementan según el diseño curricular de cada curso”. Los cursos cubren una amplia gama. Van desde inglés general, telefónico, redacción de mails, inglés de negocios, entrevista laboral e inglés para ingenieros.

En el sector Oil & Gas, a través de la empresa DIBUTEC PROYECTOS Y CONSTRUCCIONES S.A. el Instituto cuenta con el apoyo y suministro permanente de información y contenidos, “los cuales ponemos en práctica en las capacitaciones brindadas a empresas especialistas en la industria del petróleo”.

“También estamos desarrollando un software de inglés específicamente para esta industria que consideramos será de gran apoyo para aquellos profesionales que no disponen de horarios para tomar cursos presenciales ya que podrán utilizarlo cuando ellos puedan”, concluye la Directora de Camden Languaje Institute. /// prensa

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LA INVERSION DEL MES YPF INVIERTE $ 2.600 MILLONES EN MENDOZA

PAE PERFORARÁ 38 POZOS DE TIGHT GAS EN NEUQUÉN POR US$ 500 MILLONES

Pan American Energy (PAE), controlada por el holding de los hermanos Bulgheroni y la china CNOOC, apostará primero por el desarrollo de tight gas, tal como se conoce en la industria al gas proveniente de las arenas compactas (tight sands) de la cuenca Neuquina. Se trata de campos convencionales 35 16$ pero de menor permeabilidad y porosidad que los grandes 35 16$ yacimientos, por lo que su explotación es más costosa y pre35 16$ cisa35 de(tecnología más sofisticada.

16$ Según confirmó a El Inversor Online Oscar Prieto, CEO de PAE, la segunda petrolera del país ya está embarcada en un proyecto para perforar 38 pozos verticales de tight gas en Lindero Atravesado, su concesión en Neuquén, ubicada por debajo de Loma La Lata, el mayor productor gasífero de la Argentina.

Los pozos se colocarán en la zona oriental del yacimiento neuquino y se lanzarán desde principios del año que viene.

Por ese concepto se invertirán US$ 90 millones en 2014, se(1(5*(7,&$ gún indicó el directivo, consultado por este medio durante el lanzamiento (1(5*(7, $de Vega Pléyade, un proyecto offshore al sur de Tierra del Fuego a cargo de un consorcio integrado por PAE. FUENTE: EL INVERSOR ON LINE 35(16$

HQHUJHWLFD

(1(5*(7,&$ 48

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Es la mayor inversión en refinación de los últimos 25 años y consiste en dos nuevas plantas de hidrotratamiento de gasoil y naftas en el Complejo Industrial Luján de Cuyo, que permitirán reducir las emisiones de gases al medio ambiente y alargar la vida útil de los motores.

Se trata de una planta de hidrotratamiento de gasoil y otra de naftas, a lo que se suman dos proyectos complementarios: una unidad de blending (mezcla) de gasoil y un nuevo sistema de alivio a antorcha. Estas plantas, que demandaron una inversión de 2.600 millones de pesos y emplearon a 2.000 personas de manera directa, producirán un combustible más limpio y de mejor calidad con mejores especificaciones en materia ambiental, según se informó.

La unidad de hidrotratamiento de gasoil permitirá desulfurizar 2.640 metros cúbicos diarios, obteniendo un producto final con azufre inferior a las 10 ppm (partes por millón). El proyecto se complementa con una nueva unidad de hidrógeno, necesaria para atender la demanda de las unidades principales que hidrotratarán el gas oil y las naftas en el complejo.

Además, la nueva unidad de hidrotratamiento de naftas tiene la capacidad de desulfurizar 1.450 metros cúbicos diarios de naftas procedentes de la unidad de Craqueo Catalítico, y permite elaborar naftas con especificaciones más exigentes en materia ambiental en línea con las nuevas tecnologías de motores nafteros.

Como parte de esta optimización de los trabajos de refinación, se construyeron en el complejo tres nuevos tanques de almacenamiento, con una capacidad total de 54.000 metros cúbicos.

La refinería mendocina tiene ahora capacidad para refinar 105.500 barriles de crudo por día, y para producir todos los productos que YPF comercializa en el país.

La presidenta también inaugurará, en la ciudad de Añelo, provincia del Neuquén, a través de una videoconferencia, una nueva batería de crudo no convencional que posibilitará poner en producción pozos de shale.

YPF informó que esa batería tiene capacidad para el tratamiento, compresión y el transporte diario de más de 1.000 metros cúbicos de petróleo y 250.000 metros cúbicos de gas, provenientes de parte de los 50 pozos shale que ya están en producción.

FUENTE: DEF

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TRIBUNA ABIERTA

NO QUEREMOS CREENCIAS DEL TIPO:

“ESTO NO VA A SUCEDER, ASÍ QUE NO LO TENDRÉ EN CUENTA”

Por Marcelo Rodríguez, presidente de RiskGroup Argentina

Un proceso serio de gestión de riesgos incluye la asignación sistemática de valores a los riesgos que enfrenta la empresa. Esencialmente un mapa de riesgos es una lista de todos los riesgos relevantes que puedan afectar a la empresa, donde se coloca cada uno en un grafico de dos dimensiones: impacto y probabilidad de ocurrencia. La ubicación en este espacio permite a la alta dirección llegar a una decisión con respecto a qué riesgos asumir y qué riesgos deben ser objeto de cobertura.

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os hidrocarburos no convencionales presentan un desafío importante a la hora de armar un mapa de riesgo. La razón es, nada más ni nada menos, que el factor más relevante a la hora de estimar riesgos, la gran incertidumbre generada por los cambios en el entorno.

En los últimos tiempos apareció la posibilidad de explotar los recursos de reservorios “no convencionales” con los que (1(5*(7,&$ cuenta el país en gran cantidad. De hecho, un reciente estudio de la Agencia de Información de Energía de los Estados Unidos (1(5*(7, $ ubicó a la Argentina en el segundo puesto de la lista de países poseedores de los mayores recursos técnicamente recuperables

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en lo que hace al gas de esquisto (el gas que se explota tradicionalmente, pero almacenado en formaciones geológicas no convencionales), tras Estados Unidos y China.

Estos hidrocarburos de reservorios “no convencionales” son los mismos que se vienen explotando desde hace un siglo, a partir de los llamados yacimientos “convencionales”. Cambia el tipo de roca en la que se encuentran, lo cual implica algunas diferencias respecto de las técnicas tradicionales de extracción. No obstante esto, las técnicas que se utilizan hoy –muy perfeccionadas y en constante búsqueda de mayor eficiencia, fueron desarrolladas hace más de medio siglo.

En la actualidad, el término “no convencional” se utiliza

de un modo amplio, para hacer referencia a los reservorios cuya porosidad, permeabilidad, mecanismo de entrampamiento u otras características difieren respecto de los reservorios tradicionales. Bajo la categoría de reservorios no convencionales, y con distintos tipos de complejidad, se incluyen numerosos tipos:

consultor recibe la lista de los riesgos clasificados, es decir, recibe los riesgos etiquetados desde muy alto hasta muy bajo, probabilidad de ocurrencia y el impacto y comprueba la validez de la clasificación.

Observe que impacto tiene un pensamiento cuidadoso.

Tenemos que asegurarnos de que entendemos que el impacto que queremos evaluar, (es decir, el impacto con respecto a qué). Consideremos el caso de un riesgo que tiene un impacto muy limitado en los flujos de efectivo, pero causa una mala publicidad para la empresa. Cuando medimos el // Tight impacto del riesgo se considera el efecto sobre los flujos de // Coal bed methane efectivo, las ganancias, el valor de la empresa, en el apalanca// Oil shale miento, en la reputación, en la moral de la fuerza de trabajo, // Heavy oils en la competitividad, etc...

No existe tal cosa como el riesgo reputacional, la reputación // Tar sands no es un factor de riesgo, es un arriesgar el resultado! Porque de // Extra heavy oil alguna ocurrencia del riesgo, la firma cuenta con un mal resul// Hidratos de metano tado (o bueno) que afecta negativamente (o positivamente) su reputación o la de toda una industria. Eso se puede ver frecuenUn aspecto crítico del mapa de riesgos es que tiene que temente en las explotaciones “no convencionales”. ser completo, no queremos creencias del tipo: “esto no va a suceder, así que no lo tendré en cuenta”.

// Shale gas/oil

// Tipos de riesgo Por lo general en RiskGroup ofrecemos una clasificación que contiene cuatro tipos de riesgos: 

// Riesgos Estratégicos // Riesgos Operativos // Riesgos Políticos // Riesgos Financieros Una vez que cada grupo tiene su propia lista de los riesgos que afectan a la empresa, por lo general vale la pena tener otra reunión general, donde todas las acciones de un moderador o broker especializado desarrollen un listado de riesgo de los grupos. El objetivo de esta reunión es para producir una única lista de riesgos de acuerdo, por lo general una mezcla de todas las listas de los pequeños grupos y el producto de la discusión. Casi siempre, en este debate general, aparecen los nuevos riesgos. Son producto de la fertilización cruzada entre la entrada de cada uno de los grupos y el proceso de discusión de la sesión plenaria, un proceso en el que los nuevos riesgos, que no fueron considerados en las pequeñas discusiones de los grupos originales, son generalmente descubiertos.

Tenga en cuenta que tenemos dos medidas pertinentes en la gráfica: La probabilidad de ocurrencia y efecto. Con el fin de hacer esto, recomendamos formar pequeños grupos homogéneos para trabajar en la lista de riesgos que son relevantes para cada grupo (es decir, el grupo financiero debe trabajar sobre los riesgos financieros, el grupo de marketing en los riesgos comerciales y así sucesivamente). El broker

// El Road Map

Cada riesgo que hay que tener una explicación detallada de por qué la probabilidad de ocurrencia y el impacto que han sido clasificados como tales. El cuadrante que se corresponde con muy baja probabilidad de ocurrencia e impacto muy alto son los llamados cisnes negros, popularizados por Nassem Taleb en su famoso libro El Cisne Negro: el impacto de lo altamente improbable. En una etapa posterior, la empresa decidirá las políticas respecto a los riesgos que se encuentran en cada una de las casillas del mapa de riesgos. Estas políticas dependerán de que los riesgos son los que la empresa tiene que asumir con el fin de obtener un beneficio, el nivel de apetito de riesgo/ aversión al riesgo, quién toma las decisiones con respecto a los niveles de riesgo, etc.

Tener una asignación de riesgo es muy importante para cualquier empresa. En primer lugar, obliga a la alta dirección para empezar a pensar en los riesgos que la mayoría de las veces las empresas no consideran hasta que es demasiado tarde. En segundo lugar, el proceso que termina con el mapa de riesgos ayuda a todos para obtener un mejor conocimiento de todos los riesgos relevantes que pudieran estar afectando a la empresa. Además, este proceso fomenta un proceso integrado de gestión de riesgos, por lo que los riesgos no se manejan como en silos independientes.

El primer mapa de riesgo representa un hito en la empresa, por lo general conlleva un montón de trabajo y trae varios descubrimientos reveladores (por lo general en forma de riesgos que nadie nunca pensó). Nosotros en RiskGroup lo denominamos el “Road Map”. Se necesitan cambios posteriores periódicamente, es un proceso continuo, y un ejercicio muy saludable de la planificación estratégica que toda empresa prensa

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Imagen & Estrategia Premio Latinoamericano a la

Premio Petrobras Buenos Aires Photo 2013

Gas Natural Fenosa recibió el Premio Latinoamericano a la Responsabilidad de Empresas 2013 del Foro Ecuménico Social como reconocimiento a sus prácticas de responsabilidad social en Latinoamérica. El director general de Latinoamérica de Gas Natural Fenosa, Sergio Aranda Moreno, recibió hoy el galardón en Madrid. En la ceremonia de premiación estuvo presente María Kodama, presidenta de la Fundación Internacional Jorge Luis Borges y miembro del Consejo Asesor Internacional del Foro Ecuménico Social.

Gas Natural Fenosa está presente en más de 25 países de todo el mundo y da servicio de gas y electricidad a cerca de 20 millones de clientes. La compañía mantiene su compromiso con Latinoamérica desde 1992, donde está presente como uno de los principales distribuidores de gas natural y el mayor operador integrado de energía.

Petrobras Argentina distinguió al artista Dino Bruzzone por su trabajo Tríptico en la octava edición del Premio Petrobras Buenos Aires Photo, que se entregó ayer en el Centro Cultural Recoleta. Este tradicional concurso forma parte del Programa Cultural de la empresa y tiene por objetivo principal fomentar el arte en el país.

Bruzzone recibió un premio de $25.000 y el reconocimiento de cientos de colegas, periodistas, empresarios y personas interesadas en la Cultura que asistieron a la inauguración de Buenos Aires Photo, una de las ferias de arte especializada en fotografía más importantes de América Latina.

Este año, y por primera vez desde su inicio, el ganador fue elegido entre otros veinte candidatos profesionales que habían sido preseleccionados por su obra y trayectoria: Ananké Asseff, Lautaro Bianchi, Pablo Boneu, Dino Bruzzone, Alejandro Chaskielberg, Colectivo MR, Flavia Da Rin, Gustavo Di Mario, Rodrigo Fierro, Luciano Guerendiain, Adriana Lestido, Diego Levy, Andrea Ostera, Gerardo Repetto, RES, Rosana Simonassi, Alfredo Srur, Lena Szankay, Ramón Teves, Agustina Triquell y Martín Weber.

Gas Natural Fenosa ganó

Responsabilidad Social Empresaria

Becas 2014 del Programa Educativo Roberto Rocca El Programa Educativo Roberto Rocca anuncia la convocatoria para la inscripción a las becas de postgrado 2014, en las áreas de ingeniería y ciencias aplicadas. Se otorgarán becas a estudiantes argentinos que estén cursando o estén por iniciar un Doctorado en una universidad fuera del país.

Las becas de postgrado se otorgan para realizar Doctorados en: Metalurgia, Ciencias de los Materiales, Ingeniería Mecánica e Ingeniería 35 16$ en Petróleo. Las becas se entregan por un período de dos años y pue35 16$ den destinarse a cubrir los costos de la matrícula, las cuotas y gastos 16$ de35mantenimiento del becario. El monto a otorgar dependerá de las 35(16$ necesidades financieras del candidato, pero en general las becas de postgrado no cubren todos los gastos de estudio y se estimula a los candidatos a buscar fuentes complementarias de financiación.

La inscripción debe realizarse hasta el 13 de diciembre de 2013 a través del formulario de aplicación disponible en www.robertorocca. org/es/fellowships.aspx .

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Se entregó el

Schneider Electric

presentó los

Barómetro Planeta y Sociedad

resultados de su

Schneider Electric, compañía especializada en gestión de energía, presentó los resultados de su Barómetro Planeta y Sociedad, la herramienta que le permite a la empresa medir su compromiso con el desarrollo sostenible. Durante el segundo trimestre de 2013, el Barómetro alcanzó la marca de 6.09/10, logrando posicionarse 0.5 puntos arriba del objetivo anual fijado y bien encaminado hacia el objetivo para el 2014.

Hubo 5 condiciones que permitieron alcanzar estos resultados. En primer lugar se logró una disminución del 30% de las emisiones de dióxido de carbono del transporte y casi 520.000 hogares fueron conectados al suministro de la energía eléctrica desde principios de 2012 y se espera alcanzar el millón de hogares en 2014.

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• FABRICACIÓN • CONSTRUCCIÓN • SERVICIOS

ANCAP – Proyecto de Gas Oil y Gasolina de Bajo Azufre Refinería La Teja, Montevideo, Uruguay 56

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